1.1. Пористость и проницаемость коллекторов. Закон Дарси.

1.1. Пористость и проницаемость коллекторов. Закон Дарси. Важнейшая характеристика - полная пористость " mо ", равная отношению объема пор Vп к общему объему элемента V. (1.1) В пористой среде есть тупиковые и замкнутые поры, в которых движения жидкости не происходит. В связи с этим, вполне обосновано введение понятия открытой пористости, которая описывается соотношением (1.1), но под Vп понимается объём открытых пор Vпo. В реальных условиях твердые зерна породы обволакиваются тонкой плёнкой, остающейся неподвижной даже при значительных градиентах давления. В этом случае подвижный флюид занимает объём, меньший Vпo и, поэтому, наряду с открытой пористостью часто пользуются понятием динамической пористости (1.3) где Vпо - объем, занятый подвижной жидкостью. Важнейшей характеристикой фильтрационных свойств породы является проницаемость. Проницаемость - параметр породы, характеризующий её способность пропускать к забою скважины флюиды. Различают проницаемости: абсолютную, эффективную или фазовую и относительную. Абсолютная проницаемость - свойство породы и не зависит от свойств фильтрующегося флюида и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. Фазовой называется проницаемость пород для данного флюида при наличии в порах многофазных систем. Значение её зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства флюидами и их физических свойств. Относительной проницаемостью называется отношение фазовой к абсолютной. Проницаемость измеряется: в системе СИ - м^2; технической системе - дарси (д); 1д=1,02мкм^2=1,02 ^.10^-12м^2. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. Проницаемость песчаных коллекторов обычно находится в пределах k=100-1000мд, а для глин характерны значения проницаемости в тысячные доли миллидарси. Проницаемость определяется геометрической структурой пористой среды, т.е. размерами и формой частиц, и системой их упаковки. Закон Дарси (линейный закон фильтрации) В 1856 г Дарси экспериментально установил линейную завис-ть между потерей напора и расходом жидкости. Закон Дарси устанавливает, что объемный расход несжимаемой жидкости Q через трубку с пористой средой прямо пропорционален потере напора H1-H2 и площади фильтрации F и обратно пропорционально длине трубки L,: , где: С - коэффициент фильтрации, характеризующий скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента давления; H - напор в любом сечении, Закон Дарси выражает линейную зависимость между скоростью фильтрации и гидравлич уклоном. В силу малости скорости фильтрации (ее порядок» 10-5 - 10-6 м/с) скоростным напором можно пренебречь. Т.к коэф фильтрации С хар-ет и св-ва породы, и св-ва воды, то при решении задач о течении других жидкостей и газов в пористой среде удобнее пользоваться понятием проницаемости в законе Дарси: где: k –коэф проницаемости пористой среды, не зависит от размеров образца. m - динамическая вязкость, а - приведенное давление. Закон Дарси в дифференциальной форме: Коэффициенты фильтрации и проницаемости связаны соотношением: При больших скоростях фильтрации закон Дарси нарушается т.к силы инерции, возникающие в жидкости, становятся соизмеримыми с силами трения. Скорость фильтрации (или дебит) при которой(м) происходит такое нарушение закона Дарси наз-ся критической скоростью фильтрации vкр (критическим дебитом Qкр). Критерием выполнимости закона Дарси служит число Рейнольдса Re, которое, как и в трубной гидравлике, характеризует отношение сил инерции к силам вязкости: ,где a – характерный размер задачи.

1.2. Режимы работы пластов. В зависимости от того, какой вид энергии является основ­ной движущей силой перемещения нефти из залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естест­венный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газо­вой шапки), а также режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии). Жестководонапорный режим При жестководонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод. имеющих постоянное пополнение из по­верхностных источников за счет атмосферных осадков, талых вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды а нагнета­тельные скважины. При искусственном водонапорном режиме постоянный на­пор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки воды через специальные нагнетательные скважины. При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термоди­намических условиях (при естественном водонапорном режиме). То же самое и при искусственном водонапорном режиме (с коэффициентом 1,5-1,6 на потери в поверхностных условиях и в пласте). При жестконапорном режиме разработка залежи прекраща­ется, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода. Из залежи может быть извлече­но 50-70% от начальных запасов нефти, то есть Кн =0,5-0,7, а в некоторых случаях и выше. Упруговодонапорный режим (Упругий режим) При упруговодонапорном режиме движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим. При этом режиме водоносная часть залежи очень большая и может простираться от контура нефтеносности на десятки и сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь. С целью недопущения перехода упруговодонапорного ре­жима в режим растворенного газа осуществляют переход на ис­кусственное воздействие на залежь путем поддержания пластово­го давления закачкой в залежь воды или иного агента воздейст­вия. Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значи­тельное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при упруговодонапорном режиме может достигать больших зна­чений ( Кн =0,8). Газонапорный режим Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в рас­творенном состоянии в нефти. Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяю­щимся газом сопровождается гравитационными эффектами. Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее по­ниженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давле­ния. С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопу­щения перехода газонапорного режима в режим растворенногогаза в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого ис­пользуется нефтяной газ, который выделяется из нефти на по­верхности. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне, а иногда восстановить пластовую энергию. При газонапорном режиме коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,4-0,6. Режим растворенного газа (Газовый режим) Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ. растворенный в нефти. По мере разработки нефтя­ной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделе­ние газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объе­ме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин. При этом режиме процесс вытеснения нефти характеризует­ся очень небольшой эффективностью из-за того, что количество газа в пласте, растворенного в нефти, небольшое, а также при снижении давления в залежи большая часть газа проскальзывает к нефтяным скважинам, не участвуя в процессе вытеснения неф­ти. Это происходит из-за того, что вязкость газа намного меньше вязкости нефти и пузырьки газа при своем движении к забоям нефтяных скважин опережают нефть. Пластовое давление при режиме растворенного газа быстро падает, и, соответственно, снижаются дебиты нефти в нефтяных скважинах. Газовый фактор при этом сначала быстро возрастает, а за­тем, достигнув некоторого максимума, начинает быстро снижать­ся до полного истощения залежи. Коэффициенты нефтеизвлечения при режиме растворенного газа очень небольшие и составляют от 0,15 до 0,25. Гравитационный режим Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтя­ном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некото­рым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместить­ся вниз по направлению падения пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большую энергию си­лы тяжести имеет находящаяся в нем нефть. При крутых углах падения пластов наибольший дебит неф­ти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При гравитационном режиме добыча нефти из залежи ведется механизированным способом. Добыча нефти ведется до тех пор. пока эксплуатационные затраты окупаются добытой нефтью.

1.3. Оценка состояния прискважинной зоны пласта по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин. Геофизические методы иссл-ия. Из всех методов исследования скв и пластов следует выделить особый комплекс геофиз-их методов. Они основаны на физ-их явл-ях, происходящих в ГП и насыщающих их жид-ях при взаимод-ии их со скв-ой жид-ью и при возд-ии на них радиоактивного искус-ого облуч-ия или ультразвука. Геофизические методы иссл-ия скв и геологического разреза на стадиях бур-ия этих скв, их заканчивания, а также текущей эксп-ии дают обильную информацию о состоянии ГП, их параметрах и об их изменениях в процессе эксп-ии месторождений и часто использ-ся при осущ-нии не только геолог-их, но и чисто технич-их мероприятий на скв. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, ГП, а также с ядерными процессами, эти методы иссл-ия, их теория, техника осущ-ия и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофиз-ми партиями и организ-ми, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборуд-ие и аппаратуру. Геофиз-ие иссл-ия скв - это различного рода каротажи, т.е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скв с помощью спуск-ого на электрокаб-е спец-ого прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся: 1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов явл-ся электр-ий каротаж скв, который позвол-т проследить за изм-ем самопроизв-но возникающего электр-ого поля в результате взаимод-ия скв-ой жид-ти с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах. 2. Радиоактивный каротаж -РК. Он основан на испол-ии радиоакт-ых проц-ов (естеств-ых и искус-но вызванных), происх-их в ядрах атомов, ГП и насыщ-их их жид-ей. Сущ-ет много разновид-ей РК, чувствит-ых к наличию в ГП и жид-ях тех или иных хим-их элем-ов. Разновидностью РК явл-ся гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естеств-ой радиоактивности вдоль ствола скв, что позволяет дифференцировать породы геологич-ого разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящ-ся в спускаемом в скв аппарате. Сущ-ие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость колл-ов, а также обнаруживать в столбе скв-ой жид-ти поступ-ие воды как более тяж-ой компон-ты. 3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов ГП. Спускаемый в скв прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удал-ый от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолир-ый экранной перегородкой. Сущ-ет несколько разнов-ей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях. 4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих св-тв ГП. При АК в скв возбуж-ся упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины. 5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактич-го диаметра необсаженной скв и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие прониц-ых и непрониц-мых пород. Увелич-ие диаметра соотв-ет глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке. Увеличение чувствительности скв-ых термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии. Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жид-ти или газа к скв-не при устан-ся или при неустанов-ся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и дав-ие или его измен-ие. Поскольку при гидродинамических методах исслед-ия процессом охват-ся вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофиз-их методах. Гидродинам-ие методы иссл-ия выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [ Q (Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны. Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c^2/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта. Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

1.4. Подсчёт упругого запаса жидкости в пласте Под упругим запасом жидкости в пласте понимают количество жидкости, которое можно извлечь из пласта при снижении давления в нем за счет объемной упругости твердого скелета пласта и насыщающих его жидкостей. При снижении давления в пласте упругий запас жидкости естественно убывает, а при повышении давления происходит накопление упругого запаса жидкости в нем. Выделим V0 – элемент объема пласта. Тогда, V0ж – объем жидкости насыщающей этот элемент пласта при начальном давлении р0 равен: V0ж=m V0 (1) В соответствии с законами Гука, изменение упругого запаса жидкости DVз в объеме V0 при изменении давления Dр определяется как: (2), где b^*=mbж+bс - коэффициент упругоемкости пласта, численно равный изменению упругого запаса жидкости в единице объема при изменении пластового давления на единицу. Продифференцировав (2) по времени и учитывая, что , получим: (3) пьезопроводность характеризует скорость распространения измения пластового давления характеризуется величиной χ, названной В Н Щелкачевым коэффициентом пьезопроводности пласта. Где абсолютная вязкость жидкости, k- коэффициент проницаемости пласта. Уравнение пьезопроводности получено из основных уравнений теории изотермической фильтрации и законов сжимаемости жидкости и пористой среды: 1) - уравнение неразрывности, 2) - закон Дарси, 3) - уравнение состояния сжимаемой жидкости, 4) - зависимость пористости от давления. Подставив 2), 3) и 4) в 1) и пренебрегая членами второго порядка малости, получим уравнение пьезопроводности: - в дек. системе координат (4) или - в случае осевой симметрии(5),где: - коэффициент пьезопроводности пласта, характеризующий темп перераспределения пластового давления в условиях упругого режима.

1.5. Фильтрация двухфазной жидкости и их особенности. Экспериментально установлено, что при движении смеси нескольких жидкостей (многофазные системы) закон Дарси может в широких пределах считаться справедливым для каждой фазы в отдельности. Для трубки тока с сечением S (х) при отсутствии массовых сил закон Дарси можно записать в следующем виде: ; расход 1-й фазы; — насыщенность норового про­странства 1-й фазой, т. е. часть объема пор, занятая этой фазой; — фазовая проницаемость 1-й фазы, являющаяся функ­цией ряда параметров: насыщенностей, , капиллярных харак­теристик, структуры порового пространства, степени цементирова­ния и т. д.; — давления каждой фазы соответственно, они не равны друг другу из-за капиллярных эффектов. — коэф. динамической вязкости 1 фазы. -коэф. динамической вязкости 2 фазы. Наибольшее влияние на фазовую проницаемость оказывают насыщенности, фазовые проницаемости ki зависят только от насыщенностей то Для двухфазной жидкости или т. е. насыщенность первой фазой однозначно определяет насыщенность второй фазой и все величины, зависящие от насыщенности, в том число и проницаемости k1,k2 могут быть представлены как функции насыщенности первой фазы. Относительные фазовые проницаемости для двухфазной смеси: где -проницаемость для одно­родной жидкости; — связанная компонента первой фазы (для воды обычно около 20%).Движение этой фазы может происходить только, если .Для второй фазы связанная компонента равна .Фазовые проницаемости зависят от безразмерных параметров до определенного значения их вели­чины, ; При выполнении указанных неравенств фазовые проницаемости практически зависят только от . Баклей и Леверетт рассмотрели двухфазную фильтрацию при отсутствии капиллярного давления без учета массовых сил для слу­чая . В этом случае имеем следующие уравнения: ; где и — скорости фильтрации соответственно первой и второй фаз. Ур-ние неразрывности двухфазной системы для воды и нефти. ; ; сложив получим т.о 2х фазный поток не зависит от координаты х и является либо постоянной величиной, либо функцией времени.

1.6. Гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин. Основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Они разделяются на: 1) исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и 2)на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [ Q (Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны. Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c^2/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта. Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода. Метод ис­следования скважин при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов) основан на определении зависимо­сти между дебитами скважин и забойным давлением при различ­ных режимах. В результате исследований определяют зависимости дебита от депрессии на пласт и давление на устье, изменение давлений на забое р3, в затрубном пространстве Рзатр на устье Ру температур на забое и устье в зависимости от дебита скважины; количество выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах работы скважины; условия деформации и разрушения ПЗП; накопление и выноса продуктов разрушения; технологический режим эксплотации скважины с учетом различных факторов; коэффициенты фильтрационного сопротивления; ко­эффициент гидравлического сопротивления; и др. Исследование методом установившихся отборов проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Полученные данные используются для построения индика­торных диаграмм. Исследование методом установившихся отборов проводится не менее чем на 5—6 режимах прямого и на 2—3 режимах обратного хода. Двучленная формула, используемая для обработки результатов испытания при стационарных режимах фильтрации, имеет вид Р^2пл-Р^2заб=аQ+bQ^2; где а, b коэф-нты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта, ПЗ и конструк­ции скважины; Q - дебит скважины; Рпл, Рзаб — соответственно пла­стовое и забойное давления. Методы исследования при неустановившихся режимах фильтра­ции (снятия и обработки КВД после остановки скважины; снятия и обработки кривых стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита после пуска скважины в работу на определенном режиме) заключаются в снятии и обработке кривых распределения давле­ния до и после остановки скважины. Эти методы позволяют: опре­делить среднюю проницаемость в дренируемой области независимо от степени несовершенства скважины, проницаемости призабойной зоны, степени засорения этой зоны в процессе бурения и после про­ведения ремонтно-профилактических работ, выделить область пласта с ухудшенной проницаемостью, наличие экранов. Нестационарными методами можно определять коэффициент пьезопроводности x, коэффициент емкости пласта mh, несовершенства сква­жины и др. Методика обработки КВД существенным образом зависит от темпа нарастания давления после остановки скважины, наличия соседних скважин и расстояния между ними, исследуемую скважину можно рассматривать как скважину в «бесконечном» пласт е. При близком расстоянии от соседних скважин и длительной работе исследуемой скважины до остановки для снятия КВД процесс восстановления давления можно рассматривать как процесс, происхо­дящий в пласте конечных размеров. Методика обработки КВД в условиях «бесконечного» пласта. при­меняют формулу Р^2з(t)=a+β lqt где a; β коэф-нты определяемые по графику в координатах Рз(t) от lqt. В условиях конечного пласта. lq (Р^2пл-Р^2заб(t))= a - βt где a; β -к-ты определяемые по графику в координатах lq (Р^2пл-Р^2заб(t) в зависимости от t. Методика определения пластового давле­ния по данным КВД. используется не только для определения параметров пласта, но и для вычис­ления пластового давления. случай. 1. Когда время работы скважины до остановки т. е, Т >> 20t,где t-время необходимое для восстановления давления. то Пластовое давление определяется 2. Когда время работы скважины до остановки T<<;20t то Пластовое давление определяется путем экстраполяции прямолинейного участка КВД по lq (Т+t)/t=0 3. Когда раз­меры пласта конечны. КВД строят в координатах Р^2заб(t) от lq (Т+t)/t; определяют β и Р^2заб в точке lq (Т+t)/t=0 рассчитывают функцию β- tqс угла наклона КВД, построенной в координатах Р^2заб(t) от lq(Т+t)/t;Рпл*—последнее измеренное или определенное по КВД пластовое давление, МПа; Т=Qдоб - Qо— продолжи­тельность работы скважины до остановки для снятия КВД, с; Qдоб — суммарный отбор газа из скважины со времени последней оста­новки, м^3/сут; Q0 — дебит перед закрытием скважины, м^3/сут. Пластовое давление рассчитывают по формуле Рисунок – Кривая восстановления забойного давления Таким образом, в результате исследования скважины на нестационарном режиме работы вычисляются следующие характеристики зоны реагирования: Коэффициент гидропроводности Коэффициент подвижности Коэффициент пьезопроводности Коэффициент проницаемости Приведенный радиус скважины

1.7. Фильтрация жидкости в трещиноватых и трещиновато – пористых пластах. Трещиновато-пористые коллекторы делятся на три типа: 1)Трещиноватые (трещиновато-трещинные): пористость (m) и проницаемость (k) блоков весьма мала и основные запасы сосредоточены в пустотах вторичного происхождения; Рис. 1.1. Схемы чисто трещиноватой (а) и трещиновато-пористой (б) сред В чисто трещиноватых породах (см. рис. 1.1. а), блоки породы расположенные между трещинами, практически непроницаемы, движение жидкости и газа происходит только по трещинам (на рисунке показано стрелками), т. е. трещины служат и коллекторами, и проводни­ками жидкости к скважинам. К таким породам относятся сланцы, кристаллические породы, доломиты, мергели и некоторые известняки. 2.) трещиновато-пористые: проницаемость блоков пренебрежимо мала по сравнению с проницаемостью трещин, а пористость блоков значительно превосходит пористость трещин; запасы углеводородов размещаются в основном в пористых блоках, а трещины являются каналами для фильтрации жидкости и газа; Трещиновато-пористая среда представляет собой совокупность пористых блоков, отделенных один от другого развитой системой трещин (см. рисунок). Жидкость и газ насыщают и проницаемые блоки, и трещины. При этом размеры трещин значительно превосходят харак­терные размеры пор, так что проницаемость системы трещин k1 значи­тельно больше, чем проницаемость системы пор в блоках k2. В то же время трещины занимают гораздо меньший объем, чем поры, так что коэффициент трещиноватости m1 -отношение объема, занятого трещи­нами, к общему объему породы - существенно меньше пористости от­дельных блоков m2. Трещиновато-пористые коллекторы - это в основном известняки, иногда песчаники, алевролиты, доломиты. 3). коллекторы со смежной пористостью: пористость блоков и пористость вторичных пустот сопоставимы Фильтрация жидкости в трещинной среде. Трещина представляет собой узкую щель, два измерения которой во много раз больше третьего. Средний поперечный размер трещин (средняя ширина трещин) называют раскрытостью трещин. Другой характеристикой трещинной среды является густота трещин, представляющая собой количество трещин на единицу длины некоторого отрезка (этот отрезок должен быть направлен по перпендикуляру к плоскости распространения трещин). Густота трещин Г = n/h, где n-число трещин на длине отрезка h. Коэффициентом трещиноватости называется отношение объема пустот к геометрическому объему породы (этот коэффициент иногда называют коэффициентом трещинной пористости): mтр= Коэффициент трещиноватости составляет обычно доли процента (в то время, как коэффициент пористости зернистой породы составляет 10-20%). Коэффициент трещиноватости m1 так же, как и коэффициент проницаемости k1, определяется густотой и раскры­тием трещин. Если в пласте имеется несколько плоскостей распространения трещин, то коэффициент трещиноватости увеличится во столько раз, какое число таких плоскостей: m =Θ Гδ, где Θ- безразмерный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе. Движение жидкости или газа в трещине можно представить себе как движение в узкой щели между двумя параллельными плоскими стенками с расстоянием между ними δ; для такого движения справедлива формула Буссинеска, согласно которой средняя скорость движения жидкости в щели составляет: где - динамический коэффициент вязкости; dp/dx- градиент давления. Перейдя к скорости фильтрации w = m1ν (по аналогии с пористой средой), получим: Сопоставив формулу с законом Дарси и использовав соотно­шение m =Θ Гδ, найдем выражение для коэффициента проницаемости трещиноватой породы: Проницаемость трещинной среды при изменении пластового давления изменяется в широких пределах. При нарушении равновесия между горным и пластовым давлениями меняется раскрытость трещин, и проницаемость трещинной среды. При снижении пластового давления увеличивается нагрузка на скелет породы и уменьшается раскрытие трещин (с ростом давления раскрытие трещин увеличивается Фильтрация жидкости в трещиновато-пористой среде При рассмотрении установившейся фильтрации в трещиновато-по­ристом пласте считают, что коэффициент проницаемости тре­щин k т существенно зависит от давления и определяется одной из формул, а коэффициент проницаемости пористых блоков k бл не зависит от давления и принимается постоянным. Соотношения для установившихся фильтрационных потоков в трещиновато-пористой сре­де получаются суммированием потоков в трещинах и пористых блоках. Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Система трещин и система пор представляют собой две среды с разными масштабами. Средний размер пор составляет 1-100 мкм, протяжен­ность трещин - от нескольких сантиметров до десятков метров. Так как коэффициент пористости блоков m бл на один - два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости m тр:, то большая часть жидкости находится в порах. Чаще всего пористые блоки малопроницаемые (kбл << kтр) и жид­кость, фильтруясь из них в трещины, движется в скважины в основном по трещинам, проводимость которых значительно выше, чем пористых блоков. Таким образом, давление в матрице всегда выше давления в трещинах и при перепаде давления из матрицы в трещины постоянно поступает жидкость. Интенсивность такого перетока q зависит от перепада давления Для трещиновато-пористой среды общая проницаемость определяется как сумма межзерновой и трещинной проницаемостей.

1.8. Моделирование процессов фильтрации нефти и газа. В сплошной среде определяются различные по своей физической при­роде поля, которые формируются под воздействием внешних и внутренних факторов и могут изменяться во времени и в пространстве. Изменение по­лей основных физических величин подчиняется законам сохранения, кото­рые представляют собой фундаментальные законы природы. В нефтегазо­вой подземной гидромеханике, как и в других разделах механики сплош­ной среды, основными законами сохранения являются законы сохранения массы, изменения количества движения (импульса) и момента количества движения (момента импульса), сохранения энергии и баланса энтропии. Однако законы сохранения выполняются для всех сплошных сред, свойст­ва которых могут быть весьма различными. Поэтому одних законов сохра­нения для описания физических процессов и решения конкретных задач недостаточно для получения замкнутой системы уравнений. Для того что­бы задать свойства конкретных сплошных сред, к законам сохранения до­бавляются определяющие уравнения и законы, которые задают особеннос­ти поведения данной среды. В результате объединения законов сохранения и определяющих уравнений получается замкнутая система уравнений, в которой число уравнений равно числу неизвестных функций и которая определяет и задает математическую модель сплошной среды, описывающую конкретные физические процессы. В дальнейшем ограничимся рассмотрением только таких процессов, для которых температура движущегося в пористой среде флюида равна температуре пористой среды и остается неизменной. Действительно, из-за того, что фильтрация представляет собой очень медленный процесс, изменения температуры флюида, возникающее в ходе движения вследствие наличия сопротивления стенок поровых каналов и трещин, а так же из-за расширения флюида при уменьшении давления, успевает компенсироваться теплообменом с окружающими горными породами. Однако в ряде случаев при разработке нефтяных и газовых месторождений неизотермичность фильтрации проявляется локально в призабойной зоне скважин вследствие значительных перепадов давления. Изучение неизотермических процессов имеет важное значение в связи с повышением нефтеотдачи путем закачки в пласт теплоносителей (горячей воды, пара), разработки газогидратных месторождений и в некоторых других случаях. При этом в модель должно быть добавлено уравнение закона сохранения энергии. При описании конкретных физических процессов и получении решений соответствующих задач, необходимо сформулировать постановку задачи, т.е. задать условия в начальный момент времени и условия на границах области пласта. В результате имеем дифференциальные уравнения с начальными и граничными условиями, интегрируя которые можно определить распределения давления и скоростей фильтрации по пласту в любой момент времени, т.е. построить функуции p =p(x,y,z,t), wx = wx(x,y,z,t), wy= wy(x,y,z,t), wz= wz(x,y,z,t), Если рассматривается несжимаемая жидкость (r = const) в недеформируемом пласте (m= const, k = const), то число искомых функций ограничивается этими 4-мя. Для описания фильтрации сжимаемого флюида в сжимаемой пористой среде, кроме упомянутых функций, нужно определить еще плотность флюида r. Для более сложных процессов в число неизвестных функций включают вязкость m, пористость m и проницаемость k. В этом случае необходимо иметь 8 уравнений – дифференциальных и конечных – для определения 8 характеристик фильтрационного потока, жидкости и пористой среды. 1.9. Влияние методов интенсификации притоков нефти на производительность скважин. Интенсификацию притока производят для повышения продуктивности скважины. Все методы воздействия на ПЗП основаны на знании физико-химических процессов, происходящих в пластах при вскрытии их бурением, а при разработке залежей. Наиболее распространённым методом интенсификации притоков из низкопроницаемых коллекторов являются кислотные обработки ПЗП. Лабораторные исследования показали достаточно высокую эффективность воздействия соляно-кислотных и глино-кислотных отработок на проницаемость кернов из нефтяных месторождений Западной Сибири. Основным критерием при выборе объектов интенсификации притоков является наличие достоверной геолого-промысловой информации, полученной в процессе их испытания, как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине, а также их сопоставляемость с результатами интерпретации материалов ГИС. На объекты с ПЗП с повышенной проницаемостью необходимо планировать методы интенсификации, способствующие увеличению первоначальной проницаемости пласта. При отсутствии таких данных скин-эффект рекомендуется выявить по результатам ГИС (наличие зоны проникновения). Для раскрытия глубокого расклинивания естественных и создания искусственных трещин различной протяжённости в нефтегазовых скважинах производят гидравлический разрыв пласта (ГРП). ГРП является высокоэффективным гидромеханическим методом воздействия на продуктивные пласты. В настоящее время гидравлический разрыв пласта применяется в различных модификациях: поинтервальный, гидрокислотный разрыв пласта, массированный и т.д. Общим недостатком этого метода является то, что распространение трещины обусловлено напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи продуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины. Наибольшая эффективность интенсификации притока нефти достигается при комплексировании различных методов обработки. Об этом свидетельствуют результаты успешного применения технологии комплексного воздействия на ПЗП, заключающуюся в комбинировании физико-химических методов воздействия на ПЗП в комплексе со струйными аппаратами.

1.10. Определение коэффициента продуктивности. Его размерность в системе СИ и на производстве при добыче нефти. Дебит Q Рис. Индикаторные диаграммы Из формулы Дюпюи можно выразить коэффициент продуктивности где коэф. продуктив μ - динамическая вязкость [сПз]; ķ - проницаемость пласта [дарси] h - продуктивная толщина. Rк - радиус контура питания, rс -радиус скважины. Или упрощенно коэфф-нтом продуктивности =К= добывающей скважины называ­ется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту: К=Q/(Pпл-Pзаб)=Q/∆P [м^3/с∙Па=м^3/∙с/кг] Если дебит измерять в т/сут (м3/сут), а перепад давления в Паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут·Па), или м^3 /(сут· Па).Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными еди­ницами - мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа). К-нт продуктивности обычно определяют по данным инди­каторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный уча­сток, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку Необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффи­циенту. По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы подбирают необхо­димое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

Дата добавления: 2015-08-29